第五篇 机组启动

第五篇 机组启动 ....................................................................................................................... 197 1 机组启动的基本规定： ........................................................................................................... 197 1.1 机组启动状态的分类： ....................................................................................................... 197 1.2 下列任一情况存在禁止机组启动或并网 ........................................................................... 197 2 机组启动前的检查 ................................................................................................................... 198 2.1 机组启动前的检查通则： ................................................................................................... 198 2.2 锅炉启动前的检查 ............................................................................................................... 198 2.3 汽机启动前的检查： ........................................................................................................... 199 2.4 发—变组启动前的检查： ................................................................................................... 199 3 系统投入： ............................................................................................................................... 200 4 锅炉上水................................................................................................................................... 200 5 机组冷态启动： ....................................................................................................................... 202 5.1 锅炉点火前准备 ................................................................................................................... 202 5.2 锅炉点火前吹扫： ............................................................................................................... 202 5.3 锅炉点火操作 ....................................................................................................................... 203 5.4 锅炉升温升压 ....................................................................................................................... 203 5.5 锅炉启动过程中注意事项： ............................................................................................... 204 5.6 汽轮机冲转前准备 ............................................................................................................... 204 5.7 汽机冲转、升速、暖机 ....................................................................................................... 205 5.8 发电机并网、带负荷 ........................................................................................................... 207 5.9 机组启动过程中的注意事项： ........................................................................................... 211 6 机组热态启动 ........................................................................................................................... 212 热态启动的规定： ....................................................................................................................... 212 热态启动过程中的注意事项： ................................................................................................... 212

第五篇 机组启动

1 机组启动的基本规定： 1.1 机组启动状态的分类：

a） 汽轮机启动状态划分：

1) 冷态：汽轮机调节级金属温度或中压缸第一级温度＜121℃。 2) 热态启动：汽轮机调节级金属温度或中压缸第一级温度≥121℃。 b） 锅炉启动状态划分；

1) 锅炉冷态启动：停炉时间大于72小时以上； 2) 锅炉温热态启动：停炉后10～72小时； 3) 锅炉热态启动：停炉后10小时内； 4) 锅炉极热态启动：停炉后1小时内。

c） 正常情况下，从点火到带满负荷的时间如下：

1) 冷态启动 6～8小时 2) 温态启动 3～4小时 3) 热态启动 1.5～2小时 4) 极热态启动 小于1小时

注：锅炉冷态、温态、热态和极热态启动曲线见附图。 1.2 下列任一情况存在禁止机组启动或并网

a） 机组跳闸保护试验有任一项不正常； b） 各主要仪表缺少或不正常且无其它监视手段，如机组负荷、转速、轴向位移、差胀、转子偏心度、振动、膨胀、主再热蒸汽压力及温度、真空、发电机电流、发电机电压、汽包压力、汽包水位、炉膛负压、各轴承金属温度、氢气纯度、油/氢差压、汽缸的主要金属温度、除氧器、凝汽器、主油箱、EH油箱液位、润滑油压、EH油压、油温等；

c） 高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、抽汽逆止门之一卡涩不能关严或动作失灵； d） 转子偏心指示数值超过0.076mm； e） 汽轮机低压缸差胀或轴向位移超限；

f） 盘车状态下机组动静部分有明显的金属摩擦声或盘车装置工作不正常时； g） 汽轮机上、下缸温差大于42℃； h） 汽轮机交、直流润滑油泵、发电机密封油泵、EH油泵、顶轴油泵、盘车装置之一工作失常或自启动装置失灵；

i） DEH和DCS及TSI等主要控制系统工作不正常，影响机组运行监视时； j） 控制气源、调节保护电源失去； k） 润滑油、抗燃油油质不合格或油温低于规定值； l） EH油箱、润滑油箱油位低于规定值； m） 机组发生跳闸原因未查明； n） 有威胁设备安全启动或安全运行的严重缺陷时； o） 汽、水品质不合格及发电机密封油系统、氢气系统不正常； p） 主要自动调节控制系统（如高、低压旁路控制系统、轴封压力调节系统等）失灵； q） 调速系统动作失常，不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转速；

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r） 锅炉水压试验不合格；

s） 机组及主要附属系统设备安全保护性阀门或装置（如：锅炉安全阀、动力释放阀、事故放水门等）动作不正常； t） 发电机励磁调节系统不正常； u） 发—变组系统绝缘测量不合格； v） 发—变组主要保护无法投入；

w） 发—变组各项联锁试验不合格； x） 发－变组内部主保护动作或后备保护动作原因未查明。 2 机组启动前的检查

2.1 机组启动前的检查通则：

a） 机组大小修后启动，应由总工程师批准，各相关专业人员参加。

b） 机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术指导。

c） 机组大小修后启动前应检查有关设备变更单、系统变动后系统图、竣工报告单以及油质合格报告等齐全，各检修设备冷态验收合格。

d） 确认机组检修工作全部结束，工作票已全部收回并办理完工、注销手续，各平台、楼梯、栏杆、地沟盖板等完好无损，恢复正常。检修安全措施及搭建的工作平台、围栏等拆除，现场卫生清洁无杂物，卫生经运行人员检查符合标准。 e） 各系统支吊架完整牢固，保温良好膨胀指示器正确。

f） 检查转动设备、系统完好、仪表齐全、指示正常，机械部分盘车无卡涩，轴承润滑油位正常，油质合格，冷却水、密封水正常。

g） 所有检修电气设备绝缘合格、断路器做分合闸试验合格，外壳接地线完好后，送电至备用状态。

h） 机组大小修后由技术设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门、风门挡板、调节装置传动试验及灵活性试验，保证各系统的风门、阀门、挡板与系统连接良好，开关灵活、位置指示清楚正确，执行机构传动装置完整牢固，动作正常，设备名称、标志、流程方向正确。

i） 主要附属设备试验合格。

j） 热工人员和集控人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。 k） 所有液位计明亮清洁，水位计汽水侧隔绝门应在开启状态，各有关取样点、压力表、流量表及保护仪表信号一次门及就地表计完好并处于投运状态。

l） 联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电，各记录表纸齐全，热工信号、事故音响、声光报警试验良好。 m） 所有电动门、调整门、调节挡板送电，显示状态与实际相符合，控制气源送好。 n） 准备好机组启动前各类记录表单、操作工器具。

o） 当机组大小修后，或受热面泄漏更换完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验部分。

p） 检查设备膨胀指示器正常，并记录原始值。

q） 生产现场照明充足，事故照明可靠，通讯设备完好。

r） 生产现场消防设备完整齐全，消防水系统完好，具备投运条件。主要辅机、电气设备、燃油系统及制粉系统等易发生火灾的地方，备有足够的消防器材。

s） 值长提前联系化学、制水、备好足够的氢气和二氧化碳，做好启动前的准备。 t） 值长联系输煤人员及时配上合适的煤种。 2.2 锅炉启动前的检查

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a） 炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、烟道、风道内无人、无工具、焦渣、积灰及杂物。各受热面清洁，外形正常。

b） 各人孔、看火孔、检查孔开关灵活、严密。检查后严密关闭。 c） 锅炉本体各处膨胀指示器正常。

d） 燃烧器外形无烧损、堵塞、变形，位置正确，摆动装置动作灵活，动作方向、角度与指示相符。

e） 油及高能点火装置良好、完整，进退灵活到位，并处于退出位；微油点火系统正常。

f） 燃煤、燃油、除盐水储备充足。

g） 所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。

h） 炉膛火焰及汽包水位电视摄像装置完好，冷却风门开启。 i） 电除尘振打装置及除灰系统正常。

j） 干式出渣系统处于良好备用状态，可随时投入运行。 k） 石子煤斗内清洁。 2.3 汽机启动前的检查：

a） 按启动检查标准票检查系统各阀门位置正确。

b） 除氧器水箱、凝汽器，定冷水箱，闭式冷却水箱，循环水沟及冷却塔水池，水箱水位补到正常水位。

c） 检查各辅机具备启动条件。

d） 各保护装置、自动调节装置良好。

e） 机组润滑油、抗燃油、发电机密封油系统良好，无泄漏现象。 f） 各油箱油位正常、油质合格、油位计完好。 g） 检查启动所需工具完整良好。 2.4 发—变组启动前的检查：

a） 发—变组及其附属设备的检修工作票应全部终结收回，设备经检查验收合格已移交运行，可以投入使用。

b） 检查设备的安全措施（如短路接地线、警告牌及临时性遮栏）均已拆除和收回，短路接地线收回后必须定置摆放，登记注销。常设安全措施均已恢复。 c） 检查设备检修、试验、验收等各项记录完整，符合投运条件。

d） 无遗留的设备缺陷，对改进或更换的设备其技术要求及运行维护要求应有详细的书面交待。

e） 发电机本体各部清洁，配置的各部件完整正常。氢气冷却器、定子冷却水管道接头、各阀门处均无渗漏水现象，水压试验合格并有书面交待。

f） 发电机已充氢，氢压正常，各阀门与运行状态相符，氢气干燥器已投入，各阀门及管道均无渗漏氢现象，发电机运行工况监视无任何报警信号发出。

g） 滑环光洁无损，刷架端正无损坏，碳刷压力均匀，接触良好，无过短和卡涩现象，符合运行条件，大轴接地碳刷接触良好。 h） 封闭母线外部完好清洁。

i） 定子线圈已通定子冷却水，且压力、流量指示正常，各阀门位置正确，水压低于氢压。

j） 励磁调节器屏、灭磁屏、整流屏、励磁变等设备均完好，符合运行条件。 k） 发电机PT柜、避雷器柜、中性点接地柜均完好，符合运行条件。 l） 主变、高厂变均处于备用状态，冷却通风装置具备投运条件。

m） 继电保护装置，自动装置及二次回路各开关、压板投入，符合运行条件。

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n） 发—变组系统的出口断路器、隔离开关、PT、CT均符合投运条件。 o） 发—变组系统配置的消防设施应完好齐全。 3 系统投入：

a） 直流系统投入。 b） UPS系统投入。

c） 厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。 d） 柴油发电机处于正常备用状态。 e） 投入仪用空压机系统。 f） 投入循环水系统。 g） 投入开式冷却水系统。 h） 联系化学启动制水系统。

i） 凝结水补充水箱补水至规定值，启动凝结水输送泵向凝汽器、定子冷却水箱、闭式

冷却水箱上水。

j） 检查闭式冷却水箱水位正常，投入闭冷水系统。 k） 点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。 l） 投入润滑油系统，检查交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压0.096MPa～0.12MPa，

投入直流润滑油泵联锁。投入小机油系统及电动给水泵的油系统。

m） 投入密封油系统运行，调整空侧密封瓦油压与发电机内气体压力差在0.085MPa±

0.01MPa范围内，空、氢侧密封油压差在±0. 98kPa。 n） 发电机气体置换已结束，氢压维持在0.3±0.02MPa。

o） 确认定子冷却水箱水质合格，离子交换器正常投运，水温40℃±2℃，定子水管路

排空气已结束，投入发电机定子冷却水系统，机内氢压必须大于水压0.04MPa以上。 p） 启动顶轴油泵，投入盘车连续运行4小时，记录有关参数。 q） 投入抗燃油系统。

r） 根据情况，联系投入启动锅炉。

s） 启动一台燃油泵，检查炉前油压符合点火要求。 t） 投入辅助蒸汽系统。

u） 检查凝汽器注水至515mm，投入凝结水系统，确认凝结水系统冲洗水质合格且凝结

水系统内无空气，向除氧器上水，通知化学启动给水加氨泵和加联氨泵，投入除氧器加热系统。（也可通过凝结水输送泵直接向除氧器上水）。

4 锅炉上水 4.1 上水要求：

a） 上的水必须是经化学化验合格的除盐水、除氧水或凝结水。 b） 上水温度：20℃～70℃。 c） 汽包上下壁温差＜50℃。

d） 上水时间：冬季≦4小时，夏季≦2小时。 e） 上水高度：如不进行水压试验，水位上至－50mm；如进行炉底加热上水至－100mm。 4.2 上水方式：

a） 电（汽）动给水泵经主给水管道上水（正常运行方式时上水）； b） 凝结水输送泵经主给水管道上水（冷态启动前上水）；

c） 电（汽）动给水泵经减温器管道上水（再热器水压试验时上水方式）。 4.3 上水操作：

a） 凝结水输送泵上水方法：

1) 检查符合上水条件。

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2) 启动凝结水输送泵，开启凝结水输送泵向锅炉上水手动门、电动门，并保持出口压力0.8 MPa～0.9MPa，控制上水流量在冬季≤48t/h，夏季≤96t/h向锅炉上水。 3) 锅炉上水至－100mm，联系化学化验炉水品质，若合格停止上水，若不合格加强定排及下联箱放水，边上水边排污，在水质很差的情况下可采用整炉放水直至水质合格，水位上至－100mm，停止上水。 4) 关闭凝结水输送泵向锅炉上水手动门、电动门。 b） 电（汽）动给水泵上水方法：

1) 开启小旁路调节阀前后电动门，调节阀开度指示零位。 2) 启动电（汽）泵向锅炉上水。 3) 调节给水泵转速和小调节阀控制给水流量在50t/h～100t/h（上水时间2h～4h）。 4) 锅炉上水至－100mm，联系化学化验炉水品质，若合格停止上水，若不合格加强定排及下联箱放水，边上水边排污，在水质很差的情况下可采用整炉放水直至水质合格，水位上至－100mm，停止上水。 5) 关闭小给水旁路调节阀。

4.4 锅炉上水注意事项：

a） 水质不合格的给水严禁进入锅炉。

b） 锅炉上水应在环境温度＞5℃时进行，否则应有防冻措施。

c） 若是锅炉本体变动后第一次启动，上水前后，应设专人记录各膨胀指示器指示值，

并分析其膨胀工况是否正常。

d） 上水时设专人监视给水管道、省煤器空气门及就地水位计，按照给水流程逐步关闭

连续冒水（1 min～2min）的各空气门，防止跑水现象发生。

e） 在上水过程中，应开启省煤器再循环门，使管内空气排净，5min后关闭。

f） 上水过程中和上水结束后应检查系统管道、阀门等处是否有漏泄现象，有则停止上

水，观察水位变化情况以判断系统的严密性。若发现水位下降或漏泄，应停止上水，并查找原因联系检修消除。

g） 上水至就地水位计有指示时，应及时核对就地水位计，差压式水位计和电接点水位

计，发现问题应联系检修消除。

h） 上水过程中严格控制汽包壁温差不超过50℃。 4.5 投入锅炉炉底加热：

a） 缓慢开启辅汽至炉底加热总门暖管10分钟。 b） 开启炉底加热蒸汽联箱疏水阀。

c） 稍开炉左、右侧底部加热蒸汽母管进汽阀，暖管10分钟以上，关闭疏水阀。 d） 缓慢开启下联箱各加热阀，开度不可过大，防止锅炉振动大。 e） 缓慢开启左、右侧加热总阀。 f） 开启省煤器再循环阀。 4.6 炉底加热过程中注意事项：

a） 加热过程中炉水升温率≤40℃/h。

b） 加热前记录膨胀指示位置，加热过程中注意膨胀有无异常。 c） 管道振动时，应关小加热门或停止加热。 d） 加热过程中汽包壁温差≧50℃。

e） 汽包水位至＋140mm时用事故放水降低汽包水位。 4.7 解列锅炉炉底加热：

a） 待汽包壁温100℃以上或炉点火后撤出锅炉炉底加热。 b） 关闭下联箱各加热阀（注意辅汽联箱压力）。

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c） 关闭左、右侧加热总阀。 d） 关闭锅炉底部加热供汽总门。 5 机组冷态启动： 5.1 锅炉点火前准备

5.1.1 联系除灰值班员投入干式除渣机和除灰系统。 5.1.2 锅炉应满足如下点火条件：

1) 安全阀整定合格并投入。

2) 水压试验合格，汽包水位－50mm～100mm； 3) 汽包水位计完好投入，水位监视电视投入。 4) 电动给水泵运行正常。

5) DCS系统工作正常，各报警装置试验良好并投入。 6) 各角、层油及点火装置可靠备用。 7) 30%高、低旁路备用。 8) 原煤仓煤位正常。

9) 联系化学化验炉水品质合格。

5.1.3 凝汽器建立真空：

a） 抽真空：

1) 投入真空破坏门的水封、检查关闭影响真空的排大气的阀门等，轴封加热器水

封筒注水正常； 2) 启动真空泵，检查运行真空泵入口真空大于－85kPa时，真空泵入口气动门开启，

当真空到达－84Kpa时，投入备用真空泵的联锁开关； 3) 注意机组真空开始上升。 b） 送轴封汽：

1) 轴封系统暖管：稍开辅汽至轴封供汽总门，暖管至辅助蒸汽阀门前，暖管30分

钟；

2) 检查开启轴封系统疏水门；

3) 启动一台轴封风机运行，检查入口门开启运行正常，投入另一台轴封风机的联

锁开关；

4) 投入轴封系统，保持轴封压力0.024MPa以上，控制低压轴封供汽温度在121℃～

177℃，投入低压轴封温度自动，温度设定值为149℃； 5) 轴封系统投入正常后，关闭轴封系统疏水门。

5.1.4 投入锅炉各联锁开关及保护。 5.1.5 撤出炉底加热。

5.1.6 启动汽轮机润滑油、液压油系统。

5.1.7 检查火检探头冷却风挡板开启，启动一台火检冷却风机，另一台投入联锁状态。 5.1.8 投入炉膛烟气温度探针。

5.1.9 检查启动条件满足，启动空气预热器；

5.1.10 启动引、送风机，调节风机和风箱挡板使风量保持额定风量的30%（B—MCR）（300KNm3/h）以上，炉膛压力保持－100Pa～－150Pa，投入引风机自动；调整二次风挡板； 5.1.11 联系热工投入炉膛火焰监视电视和冷却风。

5.1.12 确认油区来燃油已充至炉前，进行燃油泄漏试验，确认燃油泄漏试验合格。 5.2 锅炉点火前吹扫：

5.2.1 确认FSSS系统吹扫条件满足 5.2.2 锅炉吹扫操作

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a） 在CRT画面上按下“吹扫开始”键，开始5min计时吹扫。CRT画面上“已在吹扫允许”、“正在吹扫”信号建立。

b） 在5min计时吹扫过程中，若任一吹扫条件不满足，则中断吹扫。待所有吹扫条件再次满足以后，方可重新开始吹扫。

c） 5min计时吹扫完成后，CRT画面上“吹扫完成”信号建立。MFT首次跳闸信号自动复归。 5.3 锅炉点火操作

a） 开启过热器空气门，再热器空气门。

b） 确认所有点火条件满足后，开始AB层油点火。选择点火方式，可“远控”或“就地”。

1) 将油控制开关切至“远控”位置，选择油层并发出油层点火指令后，顺序进油

、点火，打火、喷油、着火后退点火，全部过程程控，油按对角投入。 2) 就地点火控制，将油控制开关切至“就地”位置，在就地操作盘上进行油的

投运。操作步骤是：进油、点火、打火、开油阀，着火后，退出点火。 c） 锅炉点火后应到就地查看着火情况，确认油雾化良好，配风合适，如发现某只油无火，应立即关闭油角阀，对其进行吹扫后，重新点火。 d） 锅炉点火三次失败，必须重新吹扫炉膛再点火。

e） 确认点火成功后，保持炉膛出口（分隔屏底）烟温低于538℃。 f） 停止上水时开启省煤器再循环，开始补水时关闭。

g） 维持汽包正常水位，根据炉水的品质，按要求进行锅炉排污。 h） 锅炉点火后，应定期对空预器吹灰。

i） 锅炉点火后，联系灰控值班员投入电除尘振打。 5.4 锅炉升温升压

a） 升温升压按曲线（附图）1进行。升温速度控制在1℃/min左右。 b） 冷态启动开始在0.5h～1h定期切换油。

c） 锅炉逐步升温过程中，应分阶段（0.5MPa、1MPa、2.5MPa、5MPa、17.5MPa）计膨胀，检查各处膨胀情况并记录膨胀值，正常后方可升压。

d） 升压过程中应随时注意汽包水位的变化，维持水位在±50mm之间。 e） 各种启动工况下最大许可汽包壁温差：

汽包内外壁温差℃ 汽包上下壁温差℃ 饱和温度最大平均温升速率℃/h

f） 当汽包压力上升至0.15MPa～0.2MPa时，关闭锅炉各空气门。

g） 稍开低、高压旁路，保持高压旁路门前压力不低于0.1MPa，按温升率不大于1℃/min进行暖管。注意：真空应高于－87kPa，低旁减温水投入自动（温度定值为149℃），并监视凝汽器真空及排汽缸温度，注意汽缸各部金属温度无升高。 h） 当汽包压力上升至（0.5MPa、1.0MPa、2.0MPa）时，进行锅炉定期排污。 i） 当汽包压力上升至0.4MPa时，应通知热工人员冲洗仪表表管及化学采样管，通知检修人员热紧螺丝。

j） 当汽包压力上升至0.5MPa时，进行水位计冲洗，校对水位计。

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冷态启动 温态启动 热态启动 50 50 88 50 50 50 50

k） 当锅炉建立了连续的进水后，关闭省煤器再循环门。 l） 过热器环型下集箱疏水关闭（压力升至1.5MPa时）。 m） 当汽包压力升至1.5MPa，投入连续排污。

n） 锅炉按汽机要求控制蒸汽参数，汽轮机准备冲转。

o） 当压力接近额定汽压时（约80%～90%额定汽压），应再次冲洗双色水位计，并再次核对水位计是否正确可靠。

5.5 锅炉启动过程中注意事项：

a） 锅炉启动中必须严格按照机组启动升温升压曲线进行。

b） 在升温升压初期应严格控制炉膛出口烟温，汽机冲转前不得超过538℃。并加强

过热器、再热器壁温的监视与控制，严防管壁超温。

c） 及时投入旁路系统，以保护再热器和调节汽温、汽压，但注意真空变化。 d） 炉水升温率小于88℃/h。

e） 启动过程中汽包上下壁温差小于50℃。

f） 启动过程中加强锅炉换水，通过下联箱放水，保持水循环良好。

g） 监视并记录各部分膨胀，如有异常时立即停止升压，查找原因，并应通过燃烧

调整、切换油或加强下联箱放水等措施设法消除，正常后方可继续升温升压。如还不能消除，则应汇报有关领导，降温降压或停炉消缺。

h） 严格监视和控制汽包水位并及时调整，不得大开大关，应尽量保持连续均匀进

水。间断进水时应开省煤器再循环。严禁不关省煤器再循环向锅炉上水。

i） 投燃烧器应根据汽温、汽压情况选择合适投入时间，且应先投下层后投上层，

要注意油、粉混烧情况下风量的配比，严禁缺风运行。

j） 加强燃烧时，先加风后加燃料；减弱燃烧时，先减燃料后减风。

k） 投油时必须加强油燃烧情况检查，如燃烧不正常应停止油运行，及时处理，

发现油泄漏，应联系检修处理。 l） 油投入时，应加强空气预热器吹灰。

m） 锅炉洗硅及其它情况大量换水时，应及时联系值长，注意保持除氧器水位，化

学保证足够的除盐水。

n） 及时联系化学化验炉水、蒸汽品质。

5.6 汽轮机冲转前准备

5.6.1 确认下列汽轮机保护投入：

a） 润滑油压低保护； b） 抗燃油压力低保护； c） 轴向位移大保护； d） MFT跳机保护； e） 轴振大保护； f） 胀差大保护； g） DEH所有保护； h） TSI电超速保护； i） 发电机断水保护； j） 汽轮机防进水保护。 k） 高排压比保护

5.6.2 确认下列汽轮机下列保护退出：

a） 真空低保护；

b） 发—变组跳闸联跳汽轮机保护。

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5.6.3 冲转前确认下列各段疏水阀打开

a) 主汽管道疏水总管上所有的疏水阀；

b) 再热热段、—抽疏水总管上所有的疏水阀； c) 再热冷段、三抽疏水总管上所有的疏水阀； d) 高压疏水总管上所有的疏水阀； e) 中压疏水总管上所有的疏水阀； f) 低压疏水总管上所有的疏水阀。 5.6.4 确认满足以下条件：

a) 主汽压力4.2MPa，主蒸汽温度320℃，再热汽温290℃以上； b) 凝汽器真空＞-75kPa； c) DEH系统正常；

d) 确认汽轮机在盘车状态，转速3r/min； e) 连续盘车时间不少于4小时； f) 转子偏心率＜0.076mm；

g) 高压缸排汽区、中压缸抽汽区和中压缸排汽区上、下缸温差小于42℃； h) 检查各路疏水门均开启；

i) 凝汽器水位正常，除氧器水位正常； j) 汽轮机上下缸温度测点应齐全；

k) 冷油器水侧已投入运行，油温调整投入自动，油温在43℃～49℃之间； l) 除氧器压力投入自动，维持除氧器压力在0.15MPa； m) 检查就地大轴晃度表退出；

n) 关闭高压旁路，再热器压力降至零，关闭低压旁路。注意锅炉汽包压力、温度、水位；

o) 蒸汽品质合格。

5.6.5 主要参数在下表范围内： 参 数 再热器压力 轴向位移 低压胀差 润滑油压 抗燃油压 抗燃油温 定冷水流量 定冷水导电度 发电机氢压 单位 MPa mm mm MPa MPa ℃ t/h μs/cm MPa 范 围 ＜0.1 －0.35～0 0～10 0.096～0.12 14±0.5 38～54 45 ≤1.5 0.3 参 数 顶轴油压 各轴承回油温度 推力轴承温度 润滑油供油温度 低压缸排汽温度 油氢差压 空氢侧密封油压 定冷水进水压力 汽轮机真空 单位 MPa ℃ ℃ ℃ ℃ MPa KPa MPa kPa 范 围 7～13 ＜65 ＜65 43～49 ＜60 0.085±0.01 ±0.98 0.1～0.2 ＞－75

5.7 汽机冲转、升速、暖机 5.7.1 汽轮机冲转

a） 得值长令。

b） 检查发－变组恢复热备用操作完成，具备并网条件（出口开关断开）。

205

c） 汽轮机挂闸：

1) 启动高压氢密封备用油泵，检查油泵运行正常，出口油压正常。 2) 关闭高、低压旁路，确认再热器压力为零。 3) 检查DEH处于“操作员自动”控制方式。 4) 就地检查“手动脱扣”手柄在“复置”位置。

5) 按下“挂闸”按钮并保持2s以上，通过DEH画面观察GV1～GV6缓慢全开、

RSV1、RSV2自动开启，RSV1、RSV2全开后IV1、IV2缓慢全开，高排逆止门联开，同时各级抽汽逆止门开启。

d） 按下“升速率”键，设定升速率为“100r/min/min”，“保持”灯亮； e） 按下“目标值”键，设定目标值为600r/min，“保持”灯亮；

f） 按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速，注意主汽压力的变化； g） 当转速大于3r/min时，检查指示盘，“盘车”灯灭，就地检查盘车已脱扣，否则

立即打闸停机，查明原因，待故障消除后重新冲转；

h） 当转速达到600r/min时，“进行”灯灭，机组全面检查： 1) 倾听机组汽轮发电机组转动部分有无异音； 2) 检查汽轮发电机组各轴承温度正常；

3) 检查汽轮发电机组各轴承振动正常，回油温度＜65℃；

4) 检查发电机密封油压正常，氢压正常，定冷水压力流量正常；

5) 检查润滑油温在43℃～49℃之间，油温大于43℃投入冷油器水侧； 6) 检查机组轴向位移、胀差、绝对膨胀正常；

7) 高压缸排汽区、中压缸排汽区、上下缸金属温差＜42℃，确定无报警信号； 8) 必要时可脱扣进行停机检查或进行摩擦检查。

5.7.2 升速至2040r/min

a） 按下“目标值”键，设定目标值为2040r/min，设定升速率为100r/min/min，“保

持”灯亮。

b） 按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。 c） 转速1100r/min停止顶轴油泵。

d） 当汽轮机转速升至1200r/min时，检查所有碳刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现

象，如有上述现象应设法消除。

e） 转速达到2040r/min时，“进行”灯灭，机组全面检查。当中压主汽门前温度达

260℃时开始计算暖机时间，在暖机期间主汽门前温度不大于427℃，保持再热汽温大于260℃。

f） 中速暖机期间注意事项：

1) 由初始高压缸调节级金属温度和中压缸第一级静叶持环温度，从“冷态转子加

热曲线中查出转子暖机时间作为中速暖机时间”，在任何情况下不能缩短该暖机时间。

2) 注意检查凝汽器、除氧器各加热器水位运行正常。

3) 发电机冷氢温度高于40℃，投入发电机氢气冷却器水侧，检查发电机氢压正常。

检查EH油温、主机润滑油温正常。

4) 在暖机期间注意汽轮机各参数正常无报警信号。

5) 中速暖机结束的标志为高压缸第一级金属温度达到250℃，高压缸排汽温度达到

180℃，汽缸膨胀已均匀胀出5mm，满足任何一条。

6) 中速暖机结束后，确认机组振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度

正常。

206

5.7.3 升速至2900r/min，进行阀切换：（将主汽门控制切换为调门控制）

a） 按下“目标值”键，设定目标值为2900r/min，“保持”灯亮。 b） 按下“升速率”键，设定升速率为“100r/min/min”。 c） 按下“进行”键，“保持”灯灭，机组开始升速。 d） 转速达到2900r/min时，“进行”灯灭。

e） 确认蒸汽室内壁温度≥主蒸汽压力下的饱和温度，且主蒸汽有50℃以上的过热度，

开始进行阀切换。

f） 在DEH画面点击“VLVMODE”按钮，点击“TV－GVXFER”按钮，进行阀切

换。

g） 观察DEH阀切换过程，高压调门从全开位置很快关下，当转速下降30r/min左右

时，高压主汽门逐渐开启至全开，高压调速汽门将控制转速在2900r/min左右，至此阀切换工作结束。

5.7.4 升速至3000r/min：

a） 按下“目标值”键，设定“目标值为3000r/min，“保持”灯亮。 b） 按下“升速率”键，设定升速率为“100r/min/min”。 c） 按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。 d） 转速达到3000r/min时，“进行”灯灭。

e） 3000r/min检查主油泵出口油压为1.67MPa～1.76MPa，停运交流润滑油泵和高压

氢密封备用油泵，并投入其联锁，注意润滑油压的变化。

5.7.5 3000r/min汽轮机做如下试验：

a） 汽轮机空负荷注油试验； b） OPC超速试验；

c） 汽轮机ETS电超速试验； d） 汽轮机机械超速试验。

e） 超速试验时，汽轮机必须带25％负荷暖机至少4小时。 5.8 发电机并网、带负荷 5.8.1 发电机并列条件：

a） 发电机电压与系统电压数值相等； b） 发电机频率与系统频率相等； c） 发电机电压与系统电压相位相同； d） 发电机电压与系统电压相序一致。 5.8.2 同期装置使用规定：

a） 同期装置电源在开关合闸操作前投入，开关合闸后退出装置电源。

b） 发电机并网操作必须使用自动准同期装置进行并网，且在DCS画面操作。 5.8.3 发电机并网：

a） 接调度令，按照机组并列操作票进行并网操作。

b） 检查并确认发—变组保护已按照调度运行要求投入。

c） 确认发—变组出口断路器处于分闸状态，并检查断路器SF6气压正常。 d） 检查发电机磁场回路交、直流电源合上。 e） 检查发—变组并网断路器操作电源合上。 f） 复查汽轮机转速3000r/min。 g） 检查220kV系统母线电压正常。

h） 投入发电机同期装置，在满足同期并列条件后，由同期装置发出合闸命令，并网断

路器自动合闸，发—变组与系统并列。

207

i） 退出发变组起停机、误上电保护。

j） 根据运行要求调整发电机有功、无功功率。

k） 检查主变冷却器运转正常，并详细检查一次发－变组系统，特别要注意各设备的冷

却装置，冷却介质参数合格，无漏油、水、氢等异常现象，氢气干燥器投入且运行正常。

5.8.4 手动自动准同期并网操作步骤：

a） 得到机组并网命令。 b） 投入同期装置电源。

c） 查QK切换开关切至“远方”位。 d） 查TK切换开关切至“断开”位。

e） 在DCS“励磁调整”画面上点击“AVR自动投入”。 f） 确认“已投入”后，点击“励磁投入”。

g） 确认“已投入”后，监视发变组电压、电流、励磁电流等各参数正常。 h） 在DCS画面选择并网开关，点击“同期投入”。 i） 在DEH画面上投入“同期请求”。

j） 待并网开关合闸后，点击“同期退出”、“同期复位”。 k） 检查发电机带初负荷，监视发变组各参数正常。 l） 退出同期装置电源。

5.8.5 顺控自动准同期并网操作步骤：

a） 得到并网命令。 b） 投入同期装置电源。

c） 查QK切换开关切至“远方”位。 d） 查TK切换开关切至“断开”位。 e） 点击DCS画面上“同期并网”。 f） 选择 “待并网开关”。

g） 点击“开始”按钮后，检查发电机并网条件。

h） 待出现“投入自同期信号”时，在DEH画面上投入同期请求。 i） 待并网开关合闸后，点击“同期退出”。

j） 检查发电机带初负荷，监视发变组各参数正常。 k） 退出同期装置电源。

5.8.6 发—变组并网注意事项：

a） 发电机的启动、升压与并网等一系列的操作，必须服从值长的指挥，得到值长命令后方可进行操作。

b） 发电机一经冲转，即认为系统带电，除有关的高压测试工作外，不得在发电机回路进行任何检修工作。

c） 发电机与系统并列采用自动准同期并网，严禁解除同期闭锁装置进行并网。 d） 发电机启动过程中应监视发电机定子绕组、转子绕组、定子铁芯、定子冷却水及冷却氢气温度。

e） 发电机零起升压、并网期间主变高压侧中性点接地刀闸必须在投入状态，并网后按照调度要求是否投入。

f） 检查并确认发电机中性点刀闸在合闸状态。

g） 高厂变低压侧A、B分支开关处于分闸状态，且置于“试验”位置，确认其操作电源断开。

h） 并网前检查并确认主变压器、高厂变冷却系统正常投入。

208

i） 汽轮机冲转前应将励磁控制系统所有措施恢复好，控制电源合好；避免冲转后送励磁装置控制电源时，因装置自检造成汽轮机跳闸。

5.8.7 并网带负荷：

a） 当发—变组出口断路器合闸后，发电机自动带上5％的初始负荷。 b） 负荷稳定后投入汽轮机的下列保护：

1) 汽轮机低真空保护。 2) 投入发—变组跳闸联跳汽轮机保护。 c） 并网后注意检查下列项目：

1) 确认发电机已并网，DEH显示盘显示发电机功率为15MW； 2) 在15MW负荷下至少暖机30min，暖机期间严格控制主、再热蒸汽温度保持不变；每增加3℃应增加1min暖机时间，再热汽温超限，应增加负荷使之大于5%额定负荷； 3) 检查汽轮机振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度、润滑油压、EH油压、蒸汽室温差和高、中压缸各上、下缸金属温差正常； d） 检查高低压加热器运行状况，注意高低压加热器水位的变化； e） 根据机组的运行情况投入“功率反馈”回路； f） 检查发—变组及其冷却系统运行正常。

5.8.8 升负荷至30MW：

a） 初负荷暖机结束后，设定目标负荷为30MW，升负荷率控制在1.5MW/min，按

下“进行”键，机组开始升负荷。

b） 对新安装的机组或检修后的机组，负荷升至25%额定负荷应暖机4小时，待转

子中心孔温度达到121℃以后，解列发电机做超速试验。 c） 联系灰控值班员投入锅炉除灰、除渣系统的运行。

d） 负荷升至30MW左右时，检查启动磨煤机条件满足，启动磨煤机。

1) 检查密封风机及一次风机启动条件满足，启动一台密封风机运行，同时启动

一次风机运行。

2) 根据升温升压要求，在二次风温＞177℃时，确认磨煤机具备启动条件，启

动一台磨煤机运行，磨煤机投运后注意要及时调整风量，保持燃烧稳定。要在炉膛火焰监视电视上确认着火，且煤层火检强度正常，并到就地检查炉膛着火情况，若煤粉不着火应立即停止磨煤机防止爆燃，待查明原并消除后增大炉膛负压加强通风5分钟。

3) 应尽可能先启动下层磨煤机，任何情况下严禁同时启动两台磨煤机。

4) 磨煤机投入运行后，要监视屏过和高过出口汽温，视温度情况及时投入各级

减温器，防止超温。

5.8.9 升负荷至60MW：

a） 设定目标负荷60MW，升负荷率1.5MW/min，按下“进行”键，“保持”灯灭，

机组开始升负荷。

b） 负荷大于36MW，确认高、中压门组各疏水阀自动关闭。 c） 负荷升至45MW，检查低压缸喷水减温自动停止。

d） 四段抽汽压力升至0.15MPa时，检查除氧器供汽逐渐切换为四段抽汽供，辅汽

供除氧器转为热备用，除氧器进入滑压运行。 e） 负荷60MW，小机开始检查暖管。

f） 一般高加采用随机滑启，如果没有随机滑启，负荷升至60MW暖机时可投入高

压加热器运行，注意给水温度和高加水位的变化。

209

g） 在汽温稳定情况下，锅炉给水从旁路切至主路运行，汽包水位的调节采用改变

给水泵转速的方法进行。

5.8.10 升负荷至105MW：

a） 设定目标负荷105MW，升负荷率为1.5MW/min，按下“进行”键，机组开始升

负荷。

b） 负荷大于60MW，确认低压门组各疏水阀自动关闭。

c） 负荷70MW时，按下“保持”键，“保持”灯亮。启动一台汽动给水泵运行，

保持汽动给水泵和电动给水泵并列运行。

d） 汽动给水泵运行正常后，按下“运行”键，机组开始升负荷。

e） 升压过程应严格控制炉水和蒸汽品质，汽压升至9.8MPa时，用下降管疏水加强

排污洗硅。炉水含硅量达到下一级压力允许的含硅量时，才允许继续升压。 f） 炉水含硅量允许值如下表：

主蒸汽压力（MPa） 9.8 SiO2含量（mg/l）

g） 当机组运行工况稳定，负荷约为100MW的情况下，检查高厂变具备带负荷条件，

将厂用电源切换至高厂变运行。

h） 当三段抽汽压力高于除氧器压力0.15MPa时，将3号高加疏水倒至除氧器，调

整高加水位至正常值。

i） 当高排汽压≥0.8MPa时，冷再供辅汽用汽，并将调整门投入压力自动。根据情

况停运启动锅炉。

j） 根据锅炉负荷情况，启动第二台磨煤机，调整相应层的风量，使得燃烧工况稳

定。

5.8.11 升负荷至150MW：

a） 设定目标负荷150MW，升负荷率为1.5MW/min，按下“运行”键，机组开始升

负荷。

b） 循环水出口温升大于8.5℃，启动另一台循环水泵。

c） 负荷150MW，启动另一台汽动给水泵运行，待两台汽动给水泵运行正常后，停

运电动给水泵，电动给水泵投入联锁备用。

d） 负荷150MW时，根据情况投入CCS协制。

e） 根据锅炉负荷情况，启动第三台磨煤机，调整各层的风量，使得燃烧工况稳定。 f） 根据燃烧情况，停用油，投入电除尘。

5.8.12 升负荷至240MW：

a） 设定目标负荷240MW，升负荷率为1.5MW/min，按下“运行”键，“保持”灯

灭，机组开始升负荷。

b） 负荷大于180MW时，轴封系统进入自密封运行，辅汽供轴封管路投入热备用。 c） 轴封供汽各压力调整阀的压力按下列要求设定：

1) 溢流调节阀压力： 30kPa； 2) 冷再调节阀压力： 28kPa； 3) 辅助调节阀压力： 24kPa；

d） 锅炉开始全面吹灰。吹灰结束后，空预器吹灰改为定期吹灰。

e） 根据锅炉负荷情况，启动第四台磨煤机，调整相应层的风量，使得燃烧工况稳

定。

210

12.25 14.7 15.7 16.7 18.2（额定压力） ＜3 ＜1.5 ＜0.5 ＜0.4 ＜0.3 ＜0.2

5.8.13 升负荷300MW：

a） 设定目标负荷300MW，升负荷率为1.5MW/min，按下“运行”键，“保持”灯

灭，机组开始升负荷。

b） 负荷250MW开始进行单阀/顺序阀切换（根据厂家要求，新机组投运半年内均

应采用单阀控制方式）。

c） 负荷250MW，发电机氢压提高至额定压力。

d） 负荷大于270MW时，汽轮机进入定压运行方式。 e） 负荷300MW全面检查机组运行情况。 f） 连续排污切换至连排扩容器。

5.9 机组启动过程中的注意事项：

a） 机组暖机时，必须避开转子、叶片的共振频率； b） 在临界转速区内时，转速“保持”指令无效；

c） 升速暖机过程中应严格控制机组的振动符合要求；超标时，应降低转速至振动正

常值，在此转速下暖机，汇报值长；

d） 低速时应着重监视轴振的变化情况。一阶临界转速以下时瓦振应＜0.04mm、轴振

＜0.076mm，若振动大于上述值时应立即打闸停机，查找原因；

e） 临界转速区内瓦振应＜0.1mm，轴振应＜0.254mm，超过时应立即打闸停机，严禁

强行通过临界转速或降速暖机；

f） 汽轮机通过临界转速时，机组轴振大于0.125mm时报警，当达到0.254mm时，机

组跳闸。

g） 汽轮机进汽冲转后，注意检查下缸内壁温度的变化趋势，当出现上、下缸温差明

显增大时应停止升速，避开临界转速加强暖机。现场检查汽缸本体疏水门是否全开，检查进汽参数，若蒸汽带水，应立即打闸；

h） 主、再热蒸汽升温率、升压率、升负荷率必须按照机组启动曲线执行；

i） 监视汽包水位正常，检查汽轮机各金属温度变化率、汽缸上、下壁温差、汽缸内、

外壁温差正常；

j） 检查胀差、轴向位移、汽机绝对膨胀、振动、轴承温度、除氧器、凝汽器、高低

压加热器、轴封加热器水位等参数在正常范围内； k） 注意监视凝汽器真空及排汽室温度应正常。

l） 检查机组油温、风温、氢温、水温、发电机铁芯温度、线圈温度及各润滑油压、

密封油压、氢压、油/氢差压等在正常范围内，且变化正常。 m） 单多阀切换时注意监视调门动作顺序是否正常，注意监视主汽压力、调节级压

力温度及机组有功功率的变化。

n） 检查发—变组各设备的温升情况，发电机碳刷运行正常。

o） 注意倾听机组声音正常，检查汽机、锅炉各热元件的膨胀情况及吊杆支吊情况。 p） 观察锅炉燃烧情况，防止燃烧不稳引起的汽温和烟温的急剧变化。 q） 加强对空预器运行情况的监视，防止卡住。

r） 注意各自动调节装置的运行情况，发生故障或调节不良时及时调整并联系热控人

员处理。

s） 在升负荷过程中注意无功调整，并对发电机、变压器温升进行监控。 t） 加强对各汽水品质的监视，不合格及时进行分析处理。

u） 加负荷过程中，注意凝汽器、除氧器及各加热器水位的变化，润滑油温、抗燃油

温、氢温正常、发电机氢、油、水系统运行正常，并及时调整；

211

v） 注意机组轴向位移、热膨胀及胀差的变化趋势应正常，防止胀差增加过快，当胀

差过大是因滑销系统卡涩致使汽缸膨胀不畅引起，应延长暖机时间或研究解决措施，防止汽缸不均匀膨胀变形引起振动； w）机组各部温升率不超过以下规定值

1) 主蒸汽温度温升率＜1.5℃/min，再热蒸汽温度温升率＜2℃/min；

2) 高中压汽缸壁温升率＜1.5℃/min，主、再热蒸汽管道壁和阀体温升率＜4℃/min；

3) 汽缸各部温差不应超过以下规定值：

—— 高压外缸上、下缸温差＜50℃； —— 高压内缸上、下缸温差＜35℃； —— 高压外缸和高压内缸内、外壁温差均应＜50℃； —— 高压主汽阀壳内、外壁温差＜55℃； —— 高压外缸内壁与高压内缸外壁温差＜50℃； —— 高压外缸法兰内、外壁温差＜80℃； —— 高压外缸上半左、右法兰温差＜10℃； —— 高压外缸上、下半法兰温差＜10℃。

x） 给水管路从20%旁路切换至主管路时注意汽包水位、减温水量、汽温的变化。 y） 在并网升负荷过程中加强燃烧调整，防止缺氧燃烧。

z） 根据负荷增加情况适时投入减温水、增加减温水时严防突然大量进水。 aa） 汽包壁温差控制不超过50℃。

bb） 利用喷燃器摆角调整蒸汽温度时，注意摆动幅度不要过大，以防影响燃烧。 6 机组热态启动 热态启动的规定：

a） 热态启动投入连续盘车时间不少于4小时。 b） 转子偏心度不超过原始值的0.02mm。

c） 润滑油压在0.096MPa～0.12MPa，油温43℃～49℃。

d） 热态启动时，机组建立真空时应先送轴封后抽真空，送轴封抽真空间隔时间尽量

缩短。

e） 各处温度测点齐全，温差应小于规定值。 热态启动过程中的注意事项：

a） 热态启动参数选择按冲转参数由附图“热态启动曲线”确定，注意主汽温度应高

于高压第一级叶片温度56℃～111℃，再热汽温高于中压持环金属温度50℃以上，并有56℃以上的过热度；

b） 机组的热态启动推荐冲转参数表 机组状态 单位 温态 热态 极热态

c） 热态启动时，机组运行方式和启动过程与冷态启动基本相同； d） 热态启动时，升速率为：

212

高上内缸温 ℃ 150～300 300～400 ＞400 主汽压力 MPa 7.84 9.81 11.76 主汽温度 ℃ 410 450 510 再热汽温 ℃ 327 417 487 主汽过热度 ℃ ＞150 ＞150 ＞200

1) 温态：150r/min/min； 2) 热态：200r/min/min； 3) 极热态：300r/min/min。

e） 检查低压缸两侧排汽温度一致且＜79℃，当排汽温度≥79℃时，低压缸喷水系统

自动打开，否则应手动开启；

f） 主机润滑油温43～49℃，真空不低于87KPa。

g） 升参数时尽可能提高主汽温度，以满足汽机冲转的要求，如压力和温度上升速度

不匹配，则应提早打开高、低压旁路（投入前充分疏水），开大过热器环型下集箱疏水或关闭，使主蒸汽参数达到冲车要求，但炉膛出口烟温不得大于538℃； h） 并网以后应尽快加负荷至启动曲线对应负荷点，增加通流量，降低高排温度，减

少对转子的冷却，高排温度超过427℃，应打闸停机；

i） 在机组加负荷的过程中，需密切注意胀差、轴向位移、振动、汽缸膨胀值、汽缸

上下壁温差，加强疏水，严防冷气、冷水进入汽轮机；

j） 热态、极热态启动时，若胀差出现负向变化时，应尽快增加机组负荷并注意检查

维持进汽参数，监视胀差及调节级汽温的变化，当负胀差不再增加时，调节级汽温与缸温匹配，观察稳定后，改为正常升负荷率；

k） 热态启动时，锅炉压力分别按温态、热态两种启动曲线执行，严格控制升温升压

速度；

l） 严禁在启动中出现超温现象。

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